Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 [ 186 ] 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200

установившегося течения. Тогда место уравнения (6) распределение давления будет выражено

2nkjir

dp .

flj dr =

const.

Принимается также, что зависимость между •нефтенасыщением и давлением аналогична имеющему место при механизме истощения пласта при режиме «растворенного газа». Распределение давления получается тогда путем интегрирования уравнения (8), начиная от забоя скважины и полагая, что давление в скважине соответствует Q . Прилагая этот способ для случая с предельным дебитом вефти 0,8 м/сугки, из песчаника мощностью 3 м, проницаемостью 10 миллидарси, давлением на забое скважины в О ат было найдено, что пластовое давление возрастает до 85,3 ат при расстоянии 192 м, а насыщение нефтью меняется от 27,1 до 30,6% между забоем скважины и интервалом 192 м. Результаты подобных расчетов для других условий продуктивного коллектора и различных сеток расста-рговки скважин приведены в табл. 29. Эти вычисления произведены для пластовой жидкости, нефти и природного газа из нефтяного месторождения Домингуец, Калифорния, с начальным коэффициентом пластового объема нефти 1,42, растворимостью газа 123 м/м, пластовым давлением 204 ат и температурой 104,5 С.

Таблица 29

Подсчет промышленной суммарной добычи нефти для пластов с режимом „растворенного газа"

Данные по проницаемости были взяты из опытов Левереата для рыхлых песчаников. Цифры, приведенные в табл. 29, не имеют абсолютного значения, но их относительные величины

отражают влияние различных леременных. Гак, первые четыре ряда цифр показывают на постепенное уменьшение промышленной суммарной добычи нефти с увеличением расстояния между скважинами. При изменении только мощности пласта суммарная добыча yмeньшaetcя с падением последней при постоянных предельных экономически выгодных дебитах. Влияние этого фактора снижается для нластов с высокой проницаемостью. Изменение величины суммарной добычи с проницаемостью, как показано в табл. 29, различно для лластов мощностью 3 к 30 м и зависит, очевидно, от насыщения продуктивного коллектора связанной водой.

Из приведенного разбора видно, что полученные графические и аналитические выводы основываются на различных допущениях, не имеющих строгих доказательств, а фиг. 202-203 показывают, что физически возможная суммарная добыча не зависит от расстановки скважин. Постоянство газонефтяного фактора для фазы свободного газа при забрасывании месторождения, вытекающее из уравнения (7), не может иметь места в условиях установившегося течения многофазной жидкости для переходного состояния и является неудачным приближением. Интегрирование уравнения (8) использует зависимость между насыщением нефти и пластовым давлением, которая не учитывает размещения скважин. Зависимость эта налагает условие, что местный газонефтяной фактор в момент забрасывания месторождения может достичь максимума в пределах площади дренирования. Отсюда можно сделать вывод, что нет строгого решения проблемы расстановки скважин даже для простого случая, и различные допущения, принятые в анализах, не могут дать удовлетворительной оценки реальному влиянию расстановки скважин на суммарную добычу нефти.

При современном состоянии проблемы расстановки скважин для пластов с режимом «растворенного газа» теоретически следует, что физически возможная суммарная добыча рассматривается независимо от расстояния между скважинами или площади дренирования на скважину. Это заключение является лишь допущением, так как отсутствует твердое опровержение этого положения. Однако все приближенные методы анализа приводят к одному и тому же выводу, что в пределах физических свойств естественных нефтяных пластов с режимом растворенного газа промышленная добыча медленно возрастает с увеличением плотности размещения скважин. Окончательная промышленная оценка проектов разработки с различным размещением скважин в основном контролирзется чисто экономическими факторами. Последние даже в условиях строгого постоянства промышленно возможной конечной добычи дают расстояния между скважинами, колеблющиеся в очень широких пределах.

11.6. Промысловые наблюдения над зависимостью между расстановкой скважин и нефтеотдачей. Анализ добычи нефти по

отдельным промысловым площадям, приуроченнЫхМ к едино1му подземному резервуару, но разрабатываемым при различном размещении скважин, чреват большими трудностями. Ранние исследователи считали, что изменение средней суммарной добычи обратно пропорционально среднему расстоянию между скважинами. Этот вывод носит название «правила Котлера». Однако в свете более поздних исследований оказалось, что данные, !на которых было основано это «правило», включают посторонние факторы, способствовавшие получению повышенной суммарной добычи из площадей с более высокой плотностью расстановки скважин.

Доказательством справедливости «правила Котлера» и возможности его обобщения для сравнения различных пластов является анализ суммарной добычи из водонапорных месторождений, приуроченных к линии сбросов Микша-Пауэлл, Тексас, где добыча нефти производилась из пласта песчаника Вуд-байн« Однако дальнейший подробный анализ нефтяного коллектора И продуктивных характеристик изученных пяти месторождений показал, что в пределах неопределенности основных пластовых данных систематического изменения суммарной добычи с размещением скважин не наблюдалось.

Наиболее полным исследованием зависимости добычи нефти от возможного (ВЛИЯНИЯ размещения скважин является изучение данных по 103 месторождениям, опубликованных в 1945 г.

Несмотря на обширность представленного материала, по нему нельзя сделать полного количественного статистического анализа. Так, лишь 26 из перечисленных месторождений эксплуатировались исключительно при режиме растворенного газа или расширения газовой шапки- Пористость коллекторов в них колебалась от 12,5 до 29%; проницаемость от 7 до 2000 миллидарси; .насыщение связанной водой от 2 до 40%, а уд. вес сырой нефти 0,919-0,793.

Самая низкая вязкость пластовой нефти - 0,45 сантипуаза, а наивысшая 9,5 сантипуаза, коэффициент начального пластового объема нефти минимум 1,03, а максимум 1,67; среднее уплотнение скважин 1колебалось от 1,12 до 18,8 га на скважину. Все эти факторы имеют некоторое влияние на промышленную суммарную добычу, но выявить их индивидуальный эффект по такому небольшому количеству данных, очевидно, невозможно. Однако, если рассматривать размещение скважин как первичную переменную, влияющую на суммарную добычу, следует ©тметить, что не было обнаружено значительного эффекта. Это видно из фиг. 204, где нефтеотдача в пределах 166,3 Mlea м до 778,8 м/га м была перечислена в эквивалентное конечное насыщение свободным газом. В общей теории нефтяного пласта € режимом растворенного газа было показано, что при сравнительном исследовании пластов с различными физическими характеристиками конечное насыщение их свободным газом дает олее точный показатель общей нефтеотдачи, чем абсолютная